与新能源高速跃升相比，储能行业发展规模相对滞后，未来储能的健康发展需要合理的市场机制与可行的商业模式。
“新能源发电占比要实现从现在的12%到超过20%、35%，甚至将来在碳中和情景下达到60%左右，一个重要的支撑条件是储能”“储能是满足新型电力系统灵活性需求的重要组成部分”“我国新型储能市场尚未形成稳定的收益模式”“储能健康有序发展，需要充分发挥政府和市场的作用”，这是记者近日参加“新型电力系统沙龙”系列活动中听到的声音。
与会专家一致认为，新能源的大规模发展给电力系统的安全可靠运行带来了巨大挑战，作为提升电力系统灵活性的重要手段，储能的发展被寄予厚望。然而，与新能源高速跃升相比，储能行业发展规模相对滞后，未来储能的健康发展需要合理的市场机制与可行的商业模式。
步入规模化发展
“2021年可谓是我国储能市场进入真正意义上的规模化发展。”中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻表示，抽水蓄能作为最主要的一类技术，市场占比在86%以上。
截至2021年底，我国已建抽水蓄能电站总装机规模达到3639万千瓦，抽水蓄能迎来了全面高速发展的新阶段。2022年我国核准24个抽水蓄能项目，装机规模超过3100万千瓦，尤其是最近于9月-10月之间核准了12个。“十四五”期间，已经核准的抽水蓄能电站总投资金额为3451亿元左右。
“不容忽视的是，新型储能的增速非常快。去年新型储能新增2.4GW，同比增长74.5%，高于全球的增速。”李臻表示，去年山东依托共享储能的创新模式，在新增市场中排名第一；江苏和广东延续了用户侧、电网侧储能的发展，在新增储能市场中占比靠前；内蒙古基地的储能投运以后整个内蒙古新增储能规模也在快速上涨。“我们正在统计新型储能规划和投运的项目，预计第三、第四季度会有大幅增长。”
抽水蓄能与新型储能协同发力
特别值得注意的是，与引领全球的新能源相比，国内储能发展有所滞后。据粗略估计，到2060年，电力系统需要的储能大概在10亿千瓦左右，其中抽水蓄能、新型储能、电动汽车的V2G将扮演重要角色。
抽水蓄能专家表示，新型电力系统是一项系统工程，需要处理好火电机组有序退减、风光等可再生能源快速渗透、灵活性资源合理配置三方面的关系。我国提出2030年风光总装机达到12亿千瓦以上的目标，按照15%配置储能的规模估算，至少需要1.8亿千瓦的储能。“目前新型储能和抽水蓄能的发展规模都相对滞后，需要共同发力、协同发展。”
业内人士认为，储能虽然发展滞后，可预测的是新型储能与抽水蓄能将发挥互补作用。我国抽水蓄能站点资源主要分布在东中部地区，建设周期一般较长。新型储能受站址资源约束较小，布局相对灵活，且建设周期较短。新型储能和抽水蓄能在开发时序、建设布局和响应特性等方面可充分互补，共同为新型电力系统建设提供支撑。
“抽水蓄能和新型储能在新型电力系统当中都是不可或缺的，只不过不同的储能形式应用场景有一定区别。”上述专家表示，例如，压缩空气储能的技术原理与抽水蓄能类似，我国在发展沙漠、戈壁风光资源，尤其是缺水的大型风光基地，可以考虑配置压缩空气储能。
因地制宜配置储能
谈及储能行业的发展，北京智中能源互联网研究院副院长白建华认为，电力系统的电源侧和需求侧发生的变化，对储能的发展提出要求。电源侧接入大量靠天吃饭的风光发电资源，以及需求侧终端部门的电能替代，极大地改变了负荷曲线。需要综合考虑电力需求总量、特性、区域分布等特点，对负荷曲线进行适应性的调整和分析，从而确定所需要的储能规模。
在白建华看来，储能发展需要重点关注几方面：一是关注混合型的发展趋势，即水电、抽蓄、风光电的组合开发；二是关注两部制电价的发展，相比较于辅助服务市场定价简单易行，可以有力地调动新型储能的积极性；三是从全生命周期角度，关注新型储能的安全、寿命和成本问题，并判断与抽水蓄能的合作和竞争关系。
“为支持储能的健康有序发展，需要充分发挥政府和市场的作用。前期政府推出政策，调动社会积极性，实现储能的快速发展。”自然资源保护协会清洁电力高级顾问王万兴认为，虽然新型储能技术成本下降很多，但目前从经济性、安全性角度来看，还没有达到与其他技术公平竞争的阶段。同时，由于市场主体立场不同，对待两部制电价的水平与结构认识不一致，需要加强与企业、市场主体等深入交流，探讨社会转型成本最少的方案。
万里智库高级研究员王自强表示，从资本市场看，必须利用市场手段来发展储能，尤其是新型储能，要产生经济效益。在发展过程中，一是为配合新能源发展，需要因地制宜地配套储能，避免盲目上马新基建，造成不必要的浪费；二是避免对储能技术的过度保护，需要通过市场化手段，提升储能技术的市场竞争力。
